关于泵站工程应用故障相接地法消弧装置的探讨

刘新泉 刘雪芹

关于泵站工程应用故障相接地法消弧装置的探讨

刘新泉 刘雪芹

一、引言

目前我国110kV及以上电网中性点一般采用大电流接地方式，当发生单相接地故障时，非故障相对地电压不会升高，所以可降低设备的绝缘水平，降低造价；但此时故障电流大，需要迅速切除故障部分，从而使供电可靠性差。因此在实际运行中，为降低单相接地电流，部分变压器中性点也采用不接地方式。6～35kV电网中性点一般采用小电流接地方式，当发生单相接地故障时，非故障相对地电压升高至线电压，不会危害正常电气设备的绝缘。由于故障电流小，系统三相电压仍然对称不影响对设备的正常供电，因此不会造成供电中断。

泵站工程供电电源的电压等级是根据其负荷等级、装机容量和输电距离决定的，如南水北调东线工程，泵站年运行时间长、装机容量大、输电距离远，供电电源一般采用 35kV和110kV两种电压等级供电，泵站设置1～2台主变压器。当采用35kV电压供电时变压器中性点为不接地运行方式，采用110kV电压供电时变压器设有中性点接地组合装置，该装置由隔离开关、放电间隙和氧化锌避雷器等设备组成。电网系统中的变压器中性点接地的数目和地点由供电公司调度部门按继电保护的要求设置，一般情况下客户端变压器运行时隔离开关为断开状态（即不接地运行方式），受上级调度时隔离开关合闸中性点接地运行。对于城市防洪排涝用的中小型泵站或者农村排灌站大多采用10kV电源供电，有的泵站虽装设10kV电机，由于装机容量小、输电距离短，一般采用10kV直配电的方式供电。因此，泵站工程大都采用中性点不接地的运行方式。

二、消弧装置应用背景

对于中性点不接地系统，当发生单相金属性接地故障时，非故障相对地电压会升高到正常相电压的倍。由于故障点电流较小，且此时系统的三相电压仍然对称，不会影响对设备的正常供电，一般允许继续带故障短时运行。但是，如果另一相又发生接地故障就形成两相接地短路，会产生很大的短路电流而损坏线路和设备。国家规程规定，在发生单相接地故障后允许短时间带故障运行2h。因此，当发生单相接地故障时必须及时找到故障线路予以切除，防止故障进一步扩大。为了找出故障线路，供电部门运行人员一般采用试拉法或小电流接地选线法确定故障线路。

以上是发生单相金属性接地故障时的危害和处理方法，如果发生了间歇性单相弧光接地，则会产生很高的弧光过电压，非故障相的过电压幅值可高达正常相电压的3.5倍，严重威胁电气设备的绝缘，甚至造成绝缘击穿，进而发展成相间短路故障。近些年市场上推出了一种采用故障相接地法的消弧装置，其原理是，当中性点不接地系统发生单相接地时，将故障相接地，强行导致故障相对地电压为零，从而实现消弧。

该消弧装置是一种具有消弧、消谐及过电压保护功能的装置，市场上出现的消弧装置一般结合电压互感器柜实现该功能，其原理接线见图1所示。开关柜中三个分相控制的高压真空接触器KA、KB、KC平时处于分断状态，电压互感器PT二次侧输出的三相电压正常，零序电压几乎为零。当系统发生弧光接地时，微机控制器WZK根据采集的零序电压和三相电压进行计算分析，判断接地故障的相别及弧光接地类型，发出指令使故障相的真空接触器合闸，把系统由不稳定的弧光接地故障变为稳定的金属性接地故障，故障相的对地电压降为零，原接地故障点的弧光熄灭，避免了弧光过电压的产生，而其他两相的对地电压则限制在线电压的水平上。真空接触器闭合数秒后，微机控制器令故障相的真空接触器断开，若断开后再无弧光接地故障现象，说明这一接地故障是暂时性的，系统恢复正常运行；若断开后再次出现弧光接地故障，则认定这一故障为永久性弧光接地，此时微机控制器再次发出指令使故障相的真空接触器合闸，并发出报警信号，提示故障发生的相别，以便通知运行人员排除故障。

三、泵站应用消弧装置的情况

图1 消弧装置接线图

随着城市的规划和发展需要，城郊区10～35kV配电网由原来的架空线路为主逐渐被电缆线路所取代，从近些年已建和在建的水利工程看，许多泵站供电线路采用了电缆线路。与架空线路不同，电缆线路的绝缘水平低，对弧光接地过电压的承受能力远远低于架空线路，一旦发生击穿其绝缘很难恢复，而且故障发展迅速，如果不及时断开故障线路，将会发生相间短路事故并引起火灾。

在电缆线路为主的配电网中采用不接地或经消弧线圈接地方式，因单相接地过电压烧坏设备的事故概率大大增加，因此采用故障相接地法的消弧装置有了应用机会。从工作原理上分析，采用故障相接地法的消弧装置具有一定可行性，与传统的中性点安装消弧线圈接地相比，该装置具有造价低、占地面积小、安装方便、维护量小等优点，所以逐渐被冶金、石化、煤炭、钢铁及电力等行业接受和使用，水利行业有一些泵站工程特别是直配电工程也使用了该消弧装置。

消弧装置应用之初得到了供电部门的许可，在实际运行中也确实发挥了作用，避免了一部分事故发生。如苏北某泵站在建成投运后不久发生了一起因供电线路单相接地、消弧装置动作报警、运行人员及时排查切除故障线路的案例，避免了事故扩大。

四、存在问题和原因分析

采用故障相接地法的消弧装置对线路发生的单相接地能够进行保护，但其消弧工作原理具有一定局限性，下面就存在问题和适用场合进行分析。配电系统消弧装置接线见图2所示。

1.使用多台消弧装置会造成多点接地假象

对于单个泵站工程而言，该装置能起到消弧保护作用，但对于电力系统，面对的是无数个用电客户，如果在配电网中多个客户端变电所装设消弧装置，将会造成多点接地的假象。如图2所示，客户端1、2、3母线装设了消弧装置，当配电网任一出线发生弧光接地（如客户端1供电线路单相接地），客户端1、2、3微机控制器WZK均同时采集到电压变化，由于各消弧装置生产厂家不一、控制器建模不同，3台消弧装置都有动作的可能性（即消弧装置动作具有随机性、无选择性），多台消弧装置动作后弧光随即消失，此时系统的故障相上呈现出多个金属性接地点，造成了多点接地的假象，采用小电流接地选线法无法判断故障线路，采用试拉法接地现象不会消失，按规程规定，超过2h故障未能排除，总降变电所母线必须停电，就会造成大面积停电。

2.判相错误会导致事故扩大

当系统发生弧光接地时，控制器根据采集的电压信号进行计算，根据预先建立的仿真模型进行分析，判断接地故障的相别，但故障相判断不能做到100%的准确。由于配电网接线的复杂性和运行方式的灵活性，当系统发生单相接地故障时表现出的稳态及暂态故障特征不尽相同，控制器仿真模型不能涵盖所有的故障特征。如图1所示，当客户端1供电线路发生A相接地时，此时应将故障相A相接地，但控制器若判相错误使B相接地就会形成相间短路导致事故扩大，客户端1母线就会因跳闸而停电，对于一些对供电可靠性要求特别高的行业就会造成停产，甚至产品报废导致重大损失。为了防止判相错误，消弧装置每相设置高压熔断器，避免相间短路。但熔断器开断电流能力较低（这也是制约熔断器广泛使用的原因），发生短路时一旦不能正确开断，电弧在熔管中产生大量热量，造成熔断器爆炸，因此存在严重的安全隐患。

3.使用消弧装置会损坏电气设备

对于10kV直配电方式供电的泵站，电机是直接连接在10kV配电网上运行的，一旦电机定子绕组发生单相接地，消弧装置动作会短接一部分定子绕组，被短接的这部分绕组切割磁力线产生电动势，相当于故障相接地后消弧装置短接了一个电源。由于直配电供电省去了变压器变压这个环节，缺少了变压器这部分阻抗，产生的短路电流可达几千安乃至几十千安，会烧坏电机绕组和定子线槽，损伤电机。因此，直配电泵站工程不能使用消弧装置。

对于一些安装了变压器的小型泵站，由于变压器容量较小，一般采用高压熔断器或负荷开关进行保护。如果变压器绕组发生单相接地，油浸变压器的拉弧会自愈，熔断器或负荷开关会开断，不会造成事故。但采用了消弧装置动作后，与上述电机绕组被短接的情况相似，短接的这部分绕组产生电动势，相当于变压器内部发生匝间短路，从而损坏变压器绕组绝缘造成事故。因此，采用故障相接地法的消弧装置只能用于线路消弧。

图2 配电系统消弧装置接线图

五、结语

综上可以看出，如果多个客户端变电所装设采用故障相接地法的消弧装置，在系统发生单相弧光接地时会造成多点接地的人为假象，且动作不具有选择性，退出也是随机的，无法真正找到故障点，而且会损坏设备并导致事故扩大，消弧装置失去了其本来的作用。采用故障相接地法的消弧装置对线路发生的单相接地能够进行消弧，但是由于其消弧工作原理和元器件的选用决定了其应用具有一定局限性，会对安全供电产生危害，甚至造成大面积停电，应予谨慎、合理使用。

因此供电部门提出，今后新建的客户变电所工程不应采用经消弧装置接地方式。供电部门要求，在总降变电所中同一台变压器下、同一电压等级中只允许设有一台消弧装置，客户变电所不再使用消弧装置。当系统发生单相弧光接地时保证只有一台消弧装置动作，只有这样才能在解决弧光接地过电压的同时又不会给运行维护工作及系统的安全带来隐患

（作者单位：江苏省水利勘测设计研究院有限公司 225217）